La mise en œuvre du Pacte vert européen à l'horizon 2050 : ambitions et contraintes

La transition écologique est un projet immense qui divise encore partiellement les États européens, notamment sur la place du nucléaire. Tous les pays doivent faire face à des investissements colossaux et affronter une nouvelle dépendance : celle aux minerais et métaux indispensables à la neutralité carbone.

Par  Jacques Percebois - Professeur émérite à l’Université de Montpellier

Le Fit for 55 ("paré pour 55"), adopté en juillet 2021 par l’Union européenne (UE), vise à réduire de 55% les émissions de gaz à effet de serre de l’Union d’ici à 2030 par rapport à 1990, avec l’ambition affichée d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Ce n’est pas la première transition énergétique à laquelle doit faire face l’Europe, mais c’est la première fois qu’une transition énergétique se fait au nom de la défense de l’environnement. Dans le passé, les transitions énergétiques étaient motivées par l’émergence d’une énergie plus compétitive (cas de la régression du charbon face au pétrole), par l’épuisement attendu de certaines ressources énergétiques (cas des chocs pétroliers) ou par une révolution technologique majeure comme l'apparition de l’électricité (Jacques Percebois, L’énergie racontée à travers quelques destins tragiques, Éditions Campus Ouvert, 2e édition, septembre 2021).

Il s’agit aujourd’hui de lutter contre le réchauffement climatique et l’Europe entend montrer l’exemple au reste du monde. Rappelons que les énergies fossiles représentaient encore 72% du bilan d’énergie primaire de l’Union en 2019 (33% pour le pétrole, 25% pour le gaz et 14% pour le charbon), certes moins que leur part dans le bilan mondial (80%). L’objectif est de substituer des énergies décarbonées à ces énergies carbonées, et non pas d’empiler des sources décarbonées sur des sources carbonées. C’est dans la lignée de l’Accord de Paris de 2015 et du Pacte vert européen de 2019.

Mais cet objectif ambitieux ne doit pas ignorer trois autres principes fondateurs de l’Union : le principe de subsidiarité qui donne aux États membres compétence pour choisir la politique énergétique qu’ils entendent mener, le principe de concurrence qui oblige ces mêmes États à respecter les règles du marché, celle du marché unique de l’énergie en particulier, et le principe de la neutralité technologique inscrite dans le Traité de Lisbonne et qui laisse à chaque pays le droit d’opter pour les technologies de son choix.

On observe des convergences mais aussi des divergences entre pays membres dans la mise en œuvre de ces ambitions communes et nul doute que l’Europe devra surmonter des difficultés et faire face à de nouveaux risques sur ce chemin de la neutralité carbone.

Face à l’objectif de neutralité carbone : beaucoup de convergences…

C’est dans le domaine de l’efficacité énergétique que réside la convergence la plus forte entre pays membres. Tous s’accordent sur la nécessité de réduire très fortement la consommation d’énergie finale et ce dans tous les secteurs mais plus particulièrement dans le secteur des transports et celui de l’habitat. Les scénarios du Réseau de Transport d'Electricité (RTE) prévoient par exemple que l’énergie finale consommée en France passerait de 1600 TWh (1 TWh = 1 milliard de kWh) en 2019 à 930 TWh en 2050, soit une réduction de 40% de l’énergie finale consommée, chiffre ambitieux si dans le même temps on exclut un scénario de décroissance du PIB.

Tous les pays membres sont convaincus de la nécessité d’accélérer le développement des énergies renouvelables, dont l’objectif est récemment passé de 32% à 40% de la consommation d’énergie d’ici à 2030 au niveau européen, avec en plus un effort particulier dans le secteur du bâtiment. Ils font appel à la ''boîte à outils'' considérée comme acceptable par la Commission, bien que largement dérogatoire au droit commun de la concurrence : prix d’achat garantis ou complément de rémunération au prix du marché. À l’horizon 2035, les voitures neuves ne devront plus émettre de CO2 ce qui signifie que seuls les véhicules électriques ou les véhicules fonctionnant à l’hydrogène ou au biogaz pourront être produits ou importés au sein de l’Union. L’électrification des usages, que ce soit au niveau de la mobilité ou à celui des bâtiments, va exiger notamment de développer massivement des bornes de recharge. À terme on ne consommera plus en Europe que de l’électricité décarbonée (renouvelable ou nucléaire), du biogaz, de la chaleur renouvelable, des biocarburants ou de l’hydrogène. L’utilisation de carburants d’aviation durables (SAF pour sustainable aviation fuel), produits à partir de végétaux est déjà largement engagée. Et, si par nécessité on fait encore appel à un peu de combustibles fossiles, il faudra procéder au captage et au stockage du carbone émis afin de garantir la neutralité carbone.

Le système communautaire d’échange de quotas d’émission de CO2 (SEQE-EU) et qui couvre aujourd’hui 40% des émissions de gaz à effet de serre de l’Union est devenu plus contraignant depuis l’instauration de la ''réserve de stabilité'' qui a limité le plafond des émissions et conduit à renchérir le prix de la tonne de CO2 (de l’ordre de 75 à 80 euros fin 2021). Un prix élevé et croissant du carbone est accepté par tous les États en Europe car c’est une condition sine qua non d’un abandon progressif des énergies fossiles. Le champ d’application du système doit d’ailleurs être étendu prochainement à des secteurs qui y échappent encore (notamment le transport). Le mécanisme ''d’ajustement carbone'' aux frontières (CBAM pour Carbon Border Ajustment Mechanism) devrait renchérir donc limiter les importations de produits carbonés et décourager la délocalisation d’industries polluantes (ce que l’on nomme les fuites carbone). Ce mécanisme, qui sera progressivement déployé entre 2023 et 2030, devrait en outre rapporter 10 milliards d’euros par an à terme.

L’électrification croissante des usages, en particulier dans le domaine de la mobilité, fait que la part de l’électricité dans le bilan d’énergie finale des divers pays devrait s’accroître fortement. Ainsi RTE prévoit qu’en France la part de l’électricité, qui est aujourd’hui de 25% de la consommation d’énergie finale, devrait atteindre 55% en 2050. Comme dans le même temps la part des énergies renouvelables dites intermittentes (solaire et éolien) devrait s’accroître, il faut prévoir des mécanismes importants de flexibilité pour ajuster en temps réel l’offre et la demande d’électricité si l’on veut éviter un black-out. Ces mécanismes sont de plusieurs natures. On pense au stockage-déstockage de l’électricité via l’électrolyse de l’eau pour produire de l’hydrogène voire du méthane (en y associant du CO2) ; c’est le principe du power-to-gas-to-power.

L’UE entend être présente dans la filière hydrogène, car c’est un vecteur directement adapté à certains usages (mobilité lourde, comme les camions, le train ou l’avion) et un moyen de stocker une électricité excédentaire au même titre que les stations de transfert d’énergie par pompage (STEPs). On pense aussi à l’augmentation du potentiel d’effacement de la demande via notamment une tarification dite dynamique : le prix du kWh payé par le consommateur final suit en temps réel celui du prix de gros sur le marché spot day-ahead (un prix fixé heure par heure), ce qui l’incite à réduire sa consommation en cas de pics, mais ce qui peut aussi être périlleux lorsque les prix de gros s’envolent, comme c’est le cas fin 2021. On pense bien sûr aux interconnexions avec les pays limitrophes qui permettent de mutualiser les risques de défaillance et de porter secours à ceux qui ont un déficit d’offre. À défaut, il faudrait procéder à des délestages tournants (ou ciblés).

… mais d’importantes divergences persistent

Des divergences importantes demeurent au sein de l’Union entre pays membres, en particulier concernant la structure du mix électrique du futur (Jacques Percebois et Stanislas Pommeret,  "Efficiency and dependence in the European electricity transition'', Energy Policy, 154, 2021). Certains pays refusent l’option nucléaire (l’Autriche, l’Italie par exemple) ou veulent l’abandonner (l’Allemagne, la Belgique notamment) tandis que d’autres maintiennent cette option (la France, les Pays-Bas ou certains pays d’Europe orientale), voire souhaitent la développer (la Pologne). L’Europe est partagée en deux sur ce point, puisqu’il y a autant de pays qui refusent le nucléaire que de pays qui l’adoptent ou souhaitent l’adopter. Les débats sur la taxonomie verte constituent une bonne illustration de ces divergences. Les investissements qui seront retenus par cette taxonomie pourront bénéficier d’aides européennes et ce label devrait attirer les capitaux. Les énergies renouvelables y figurent déjà.

La France demande l’inscription du nucléaire dans cette liste, puisqu’il s’agit d’une énergie décarbonée. L’Allemagne non seulement lui dénie ce droit, mais demande que le gaz, qui est une énergie carbonée, y figure, au moins à titre transitoire, au motif que les centrales à gaz ont vocation à remplacer des centrales à charbon encore plus carbonées que les centrales à gaz ! Un compromis incluant les deux énergies mais avec quelques contraintes est sur le point d’être adopté : une date butoir pour la prolongation du parc actuel et la construction de nouveaux réacteurs dans le cas du nucléaire, un plafond d’émission de CO2 dans le cas du gaz.

L’ambition de l’Union est de construire un marché intérieur unique de l’électricité, mais il est difficile de faire converger les prix de gros en aval avec des mix électriques qui, en amont, sont très hétérogènes, et ce malgré le développement de capacités croissantes d’interconnexions aux frontières. Notons que les choix d’un pays ont nécessairement un impact sur la situation des autres pays dans un système interconnecté. La fermeture de centrales pilotables dans un pays va accroître les besoins d’importation d’électricité de ce pays, ce qui aura probablement pour effet d’augmenter le prix de gros dans tous les pays limitrophes si aucune installation nouvelle de production n’est mise en service.

Le recours à des mécanismes dits de "capacité" a été une occasion manquée au sein de l’Union de répondre de façon concertée à un problème commun : la faiblesse récurrente des prix sur le marché de gros de l’électricité, qui pendant longtemps (jusqu’à mi 2021) a rendu difficile le financement des investissements. C’est la raison pour laquelle certains États membres ont cherché à mettre en place, en parallèle des marchés de gros dits energy only, des mécanismes complémentaires visant à rémunérer la capacité de production ou d’effacement afin de garantir la sécurité d’approvisionnement. On rémunère la puissance (le kW) en plus de l’énergie (le kWh). Certains pays ont opté pour un système de ''réserves stratégiques'' hors marché (Allemagne, Belgique, pays nordiques), d’autres pour un "marché de capacité" avec des volumes de puissances mis aux enchères (France, à l’instar du Royaume-Uni) (Jacques Percebois et Boris Solier, ''Le nucléaire dans le marché de l’électricité'', dans : Percebois (J) et Thiollière (N) Eds., Economie du Nucléaire, Editions Iste, à paraître, 1er semestre 2022).

Une autre divergence concerne le maintien ou non de tarifs réglementés de vente pour le consommateur final. Dans certains pays, tous les contrats proposés par les fournisseurs sont des contrats en offres de marché, qui suivent plus ou moins les prix de gros. On trouve aussi des contrats à prix fixe pour une certaine période. En France, les petits consommateurs peuvent opter entre un contrat dit en offre de marché ou un tarif fixé par les pouvoirs publics (TRV pour tarif réglementé de vente). À terme, de tels tarifs réglementés devraient disparaître mais ils sont plébiscités par les consommateurs en période d’envolée des prix de gros.

Toutes ces divergences ne doivent compromettre la gestion commune des difficultés et risques auxquels l’Union devra faire face au cours de cette transition.

Sur le chemin de la transition bas carbone : un mur d’investissements

Le risque le plus important auquel est aujourd’hui confrontée l’Union européenne est de ne pas pouvoir faire face au mur d’investissements qui se dresse devant elle : il lui faut à la fois investir massivement dans de nouvelles capacités de production d’électricité, renouvelables mais aussi pilotables comme le nucléaire, investir dans les réseaux de transport et distribution d’électricité pour absorber ces nouvelles capacités et améliorer les interconnexions aux frontières, investir dans des capacités de stockage d’électricité ou de gaz renouvelable (bio-méthane ou hydrogène) et investir dans la rénovation thermique des bâtiments ainsi que dans des installations de recharge pour véhicules électriques.

De nouveaux mécanismes de financement doivent être privilégiés, à côté des solutions traditionnelles que sont les prix d’achat garantis pour les renouvelables (feed-in tariffs), le recours à l’emprunt sur les marchés, les dotations en capital pour les entreprises publiques ou les subventions lorsqu’elles ne s’opposent pas aux règles du marché intérieur. On pense aux Power Purchase Agreements (PPA), mécanisme qui consiste à solliciter des financiers en contrepartie de droits de tirage sur la production à venir d’électricité ou de gaz. On pense surtout aux deux mécanismes que sont les Contracts for Differences (CfD) et les Regulated Asset Base (RAB) utilisés par le Royaume-Uni pour financer son nouveau nucléaire.

Avec un contrat de type CfD, valable sur 30 ou 35 ans, l'électricité produite par la centrale est vendue sur le marché de gros. Si le prix du marché est inférieur au prix de référence (strike), l’État rembourse la différence à l'exploitant. Si le prix est supérieur, c'est le producteur qui reverse l'excédent à l’État. Les compensations se font ex post chaque année. L’opérateur ne commence toutefois à bénéficier de recettes qu’au moment du raccordement au réseau et il lui faut faire l’avance des fonds. Le risque est de fait transféré sur le contribuable si le prix garanti par l’État est durablement trop rémunérateur par rapport au prix constaté sur le marché de gros.

Un contrat de type RAB ou BAR en français (pour Base d’Actifs Régulés) consiste à appliquer à un investissement de production d’électricité un mécanisme proche de celui utilisé pour financer les réseaux de transport et de distribution d’électricité (tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité - TURPE). Il s’agit d’un financement au fil de l’eau. Le régulateur donne son accord pour un programme pluriannuel d’investissements et calcule chaque année la BAR par rapport à laquelle est fixé le montant à récupérer sous forme de recettes pour financer l’investissement de l’année et l’amortissement en cours. Il faut y inclure, comme pour les réseaux, un taux de rendement du capital investi (coût moyen pondéré du capital pour weighted average cost of capital ou WACC). Du coup, l’opérateur n’a pas à faire l’avance de l’ensemble ou d’une grande partie du financement, et il se contente de lever les fonds nécessaires aux investissements annuels. Cela évite des intérêts intercalaires élevés et améliore sensiblement la trésorerie de l’investisseur. À cela s’ajoute le fait que l’opérateur est rémunéré dès le début de la construction de l’équipement. Le risque est toutefois transféré sur le consommateur d’électricité en cas de dérapage important des coûts de construction.

Un risque auquel tous les pays membres de l’Union seront confrontés est sans aucun doute celui de trouver de nouveaux sites pour installer des centrales de production ou de transport d’électricité. On le voit avec la fronde qui monte face à la construction de parcs éoliens sur terre comme en mer dans de nombreux pays.

Les risques sociaux liés à l’augmentation du prix de l’énergie, que ce soit le prix du gaz, celui de l’électricité ou le prix du carbone, constituent des menaces que le pouvoir politique ne doit pas sous-estimer. La transition vers une économie ''bas carbone'' sera coûteuse pour le consommateur : on ne quitte pas une énergie bon marché ; on ne la quitte que si elle devient trop coûteuse ! La précarité énergétique risque donc d’affecter une part croissante de la population, puisqu’en économie de marché les prix suivent les coûts et ceux de la transition seront élevés du fait des investissements à programmer dans tous les secteurs. L’État peut certes instaurer un bouclier tarifaire à certaines périodes, mais ce bouclier ne saurait être pérenne.

Vers de nouvelles dépendances ?

On doit également se demander si la dépendance à l’égard des énergies fossiles (généralement importées), qui devrait disparaître dans le futur, ne risque pas à terme d’être remplacée par de nouvelles dépendances, à l’égard notamment de minerais ou métaux stratégiques indispensables à la transition énergétique et souvent importés, de Chine en particulier. On pense au lithium, au cobalt, aux terres rares et à bien d’autres produits qui sont des matières premières incontournables dans la fabrication des batteries, des cellules photovoltaïques ou des moteurs électriques. Certes, à la différence des hydrocarbures, qui sont détruits au cours du processus productif, les métaux se recyclent et le progrès technique permet souvent de trouver des substituts. Ces minerais, dont les réserves et la production sont parfois concentrées dans certains pays en développement, sont souvent traités et raffinés en Chine avant d’être exportés en Europe. Notons aussi que parmi les dix premiers fabricants mondiaux de batteries, sept sont chinois, deux coréens et un japonais… L’Europe qui est largement absente de ce secteur s’efforce aujourd’hui de rattraper son retard.

Un risque important et qui ne doit pas être sous-estimé dans les coûts de la transition est celui de l’émergence de nombreux ''coûts échoués'' (stranded costs) du fait de l’abandon de secteurs ou d’infrastructures dont l’utilité va disparaître avec la transition. Que deviendra par exemple la valeur du réseau de gaz européen si le gaz décarboné ne joue plus qu’un rôle d’appoint ? Ce réseau peut-il être affecté au transport de l’hydrogène ? Construire c’est aussi détruire, comme le rappelle la théorie schumpétérienne de l’innovation et toute transition s’accompagne de coûts de régression liés à la disparition d’activités en place. L’impact sur le tissu industriel et l’emploi doit être anticipé : il y aura des gagnants et des perdants et la puissance publique se doit d’accompagner les perdants. Des mutations profondes seront observées au niveau de la qualification des emplois et cela aura un impact sur les besoins de formation.

Un dernier risque ne doit pas non plus être ignoré : celui de repli sur soi national en cas de difficultés majeures. L’ambition vers une économie ''bas carbone'' est largement partagée au sein de l’Union européenne mais tous les pays ne vont pas d’un même pas. Que se passera-t-il en cas de crise majeure (risque de black-out électrique, rupture d’approvisionnement de produits stratégiques) ? Est-on certain que la solidarité entre États membres jouera ? L’interdépendance croissante entre pays membres dans le domaine électrique en particulier peut favoriser un retour du protectionnisme si certains pays ont le sentiment que les choix faits par d’autres sont coûteux pour eux. Ce sont les épreuves qui révèlent les faiblesses des coalitions.

Le défi de la vertu

En renonçant aux énergies fossiles, l’Union européenne devrait très largement recouvrer son indépendance énergétique puisque l’énergie décarbonée sera principalement produite en Europe. Mais indépendance énergétique ne signifie pas nécessairement non-vulnérabilité industrielle car certaines technologies utilisées seront encore tributaires d’approvisionnements étrangers.

L’UE se veut vertueuse dans la lutte contre le changement climatique et elle entend montrer la voie au reste du monde. Elle n’a pourtant émis que 7,9% du CO2 mondial en 2020 contre 30,7% pour la Chine et 13,8% pour les États-Unis (BP Statiscal Review of World Energy, 2021). Elle s’est fixée des objectifs très ambitieux en espérant que les autres grands pays émetteurs de gaz à effet de serre ne se comporteront pas en "passagers clandestins". Il lui faut tout à la fois réussir son pari et convaincre ses concurrents que c’est la bonne stratégie. Être vertueux dans un monde qui ne l’est pas c’est parfois risqué, d’où la nécessité de faire école. Et comme l’écrivait ironiquement Mark Twain ''c’est beau d’être vertueux mais apprendre aux autres à l’être c’est encore plus beau… et tellement plus facile''.